Kortsiktig marknadsanalys Simulering och analys av kraftsystemet

Transkript

1 Kortsiktig marknadsanalys 2018 Simulering och analys av kraftsystemet

2 Viktigt att komma ihåg! > Prognosen som presenteras i denna sammanfattning är för allmänt informationssyfte och Svenska kraftnät lämnar inga utfästelser eller garantier för prognosens korrekthet. Många av antagandena baseras på externa informationskällor vars exakthet inte har verifierats och data kan komma att ändras. > Prisnivåer och flöden i prognosen är i hög grad beroende av prisnivåerna på bränslen och utsläppsrätter vars utveckling är väldigt osäker och starkt förknippad med den politiska utvecklingen i regionen. > Slutligen är prisnivåer och flöden i det nordiska kraftsystemet helt beroende av rådande väderförhållanden och avvikelser från medelutfallet bör därför ses som regel snarare än undantag. > Svenska kraftnät vill få inspel på hur scenario- och analysarbetet kan utvecklas och förbättras. Mejla gärna synpunkter/idéer/förslag till scenario@svk.se.

3 Innehåll > Inledning > Bakgrund och syfte > Elmarknadsmodellsimuleringar > Identifierade frågeställningar > Prognos > Pris på bränslen och utsläppsrätter > Prognos för elanvändning, olika kraftslag och överföringskapacitet > Prognosutfall för elbalans, nettoutbyte, pris och prisskillnader > Kraftsystemet > Nätkapacitet > Effekttillräcklighet > Balansering och systemstabilitet > Viktigaste slutsatserna

4 Bakgrund och syfte Det nordiska kraftsystemet är inne i en fas som präglas av stora förändringar. I Sverige har nyligen två kärnkraftreaktorer avvecklats och inom kommande femårsperiod ska ytterligare två reaktorer stängas. I Finland planeras den kraftigt försenade reaktorn Olkiluoto 3 driftsättas och i både Norden och resterande Europa fortsätter utbyggnaden av väderberoende förnybar produktion. Under mitten och slutet av femårsperioden färdigställs tre stora likströmslänkar vilket kraftigt ökar Nordens marknadsintegration med övriga Europa. Den här utgåvan av den kortsiktiga marknadsanalysen (KMA) omfattar perioden , dvs. de kommande fem åren. I KMA tas en prognos fram för kraftsystemets utveckling under kommande femårsperiod ( ) från kända planer och beslut. Kraftsystemet simuleras i Svenska kraftnäts marknadsmodeller över elsystemet och resulterande produktion, förbrukning, handelsflöden och priser studeras tillsammans med analyser av nätkapacitet, effekttillräcklighet och systemstabilitet och balansering. I KMA analyseras år för år för den kommande femårsperioden med syftet att kartlägga vilka konsekvenser utvecklingen kan få för det nordiska kraftsystemet. Det ökar möjligheten för Svenska kraftnät att arbeta proaktivt och säkerställa ett kostnadseffektivt, driftsäkert och miljöanpassat transmissionsnät.

5 Elmarknadsmodellsimuleringar För att studera det framtida kraftsystemet och identifiera utmaningar har utvecklingen över den kommande femårsperioden prognostiserats. Prognosdata har implementerats i Svenska kraftnäts elmarknadsmodeller BID och EMPS för simulering av Nordeuropas kraftsystem. Till marknadsmodellen av Norden kopplas även en modell över stamnätet och delar av regionalnätet för att få fram resultat på lednings- och stationsnivå. Produktion och elanvändning i det nordiska kraftsystemet påverkas i hög grad av vädret. Vattenkraftsproduktionen är starkt korrelerad med den hydrologiska situationen, det vill säga nederbördsmängd och snösmältning. Hur det blåser får större betydelse ju mer vindkraftskapacitet som byggs. Temperaturen påverkar elanvändningen och solinstrålningen elproduktionen från solceller. I KMA2018 har historiska väderdata (tillrinning, vind, sol och temperatur) för åren använts som ingångsvärden i modellerna. De närmaste årtiondena väntas större tillrinning och därmed en högre energiproduktion i vattenkraftverken på grund av klimatförändringar. För att fånga denna utveckling har de historiska tillrinningsserierna justerats utifrån SMHI:s klimatmodeller. Scenarierna har simulerats med timupplösning för de 31 väderåren vilket innebär att varje analysår genererar simuleringsresultat för timmar.

6 Identifierade frågeställningar De frågeställningar som har identifierats och studerats närmare i årets KMA presenteras nedan. Flera analysmetoder är fortfarande relativt nya och resultaten är i hög grad beroende av vilka antaganden som används. Syftet är att analyserna ska illustrera och kvantifiera några av de utmaningar som presenteras i Svenska kraftnäts systemutvecklingsplan Utmaningarna som presenteras i systemutvecklingsplanen kategoriseras in under följande områden; nätkapacitet, effekttillräcklighet och systemstabilitet och balansering. Nätkapacitet Var finns flaskhalsar och överlaster i nätet? Effekttillräcklighet Hur utvecklas marginalerna för den svenska kraftbalansen och förmågan att förse landet med tillräckligt med el? Systemstabilitet och balansering Hur påverkas systemstabiliteten och möjligheterna att balansera systemet?

7 Prognos KMA2018 utgår från kända planer och prognoser och syftet är att kartlägga vilka konsekvenser utvecklingen kan få för det nordiska kraftsystemet. Det ökar möjligheten för Svenska kraftnät att arbeta proaktivt och säkerställa ett kostnadseffektivt, driftsäkert och miljöanpassat transmissionsnät. Prognosdata till KMA2018 inhämtas från bland annat Energimyndigheten, Svensk vindenergi, marknadsmeddelanden och Bioenergis biokraftkarta. Utvecklingen för övriga länder i Norden och Baltikum baseras i vissa fall på marknadsmeddelanden men är i många fall framskrivningar av den historiska utvecklingen eller skattningar utifrån ENTSO-E scenarier. Prognosen för pris på utsläppsrätter av koldioxid samt pris för kol, gas och olja har baserats på forwardpriser på den finansiella marknaden samt TYNDP scenariot Coal before Gas för år 2020 och 2025.

8 Pris på utsläppsrätter och bränsle Priser på bränslen och utsläppsrätter är svåra att prognosticera och är starkt förknippade med den politiska utvecklingen. Samtidigt är påverkan på elpriserna stor och antagandena utgör en betydande osäkerhetsfaktor i prognosen. Prognosen för pris på utsläppsrätter av koldioxid samt pris för kol, gas och olja har baserats på forwardpriser på den finansiella marknaden under sensommaren 2018 samt TYNDP scenariot Coal before Gas för år 2020 och TYNDP scenariot är i sin tur baserat på scenariot New Policies från World Energy Outlook Forwardpriser, TYNDP-priser samt antagna KMA2018 priser redovisas i tabellen till höger. [EUR/MWh] CO 2 TYNDP [EUR/TON] Forwardpris KMA Coal TYNDP Forwardpris KMA Gas TYNDP Forwardpris KMA Heavy Oil TYNDP Forwardpris KMA Light Oil TYNDP Forwardpris KMA Lignite KMA Oljeskiffer KMA

9 Elanvändning Elanvändningen i Sverige förväntas öka något fram tills 2020 för att sedan vara konstant under resten av analysperioden. Prognosen baseras på resultat från förbrukningsprognosverktyget Leopard 1 där elandelen för hushåll och industri hålls konstant. Elanvändningen för övriga länder har skattats utifrån delad data från ENTSO-E och extrapolering av den historiska utvecklingen. Antagen medelårsförbrukning för Norden och Baltikum redovisas i figuren nedan. Elanvändning [TWh/år] Sverige Danmark Norge Finland Estland Lettland Litauen Leopard har utvecklats i samarbete med Statnett av Optimeering AS, för att prognostisera elanvändningen i Sverige och Norge

10 Kärnkraft I figuren nedan redovisas antagen maxkapacitet hos svensk och finsk kärnkraft för åren Revisionsperioder samt aviserade avvecklings- och drifttagningsdatum är inkluderade utifrån publicerade UMM på Nord Pool till och med mitten av juli Under kommande fem år avvecklas ytterligare två kärnkraftsreaktorer i Sverige, Ringhals 1 och Ringhals 2. Sedan 1 juni år 2013 har Oskarshamn 2 varit ur drift och Oskarshamn 1 togs ur drift den 17 juni år Finlands nya och femte reaktor, Olkiluoto 3, antas i modellen uppnå full produktion i slutet av maj Till höger redovisas mer detaljerad information för alla reaktorer i det nordiska systemet. Tillgänglig kärnkraft Norden Kapacitet [MW] Total kärnkraft Norden Finsk kärnkraft Svensk kärnkraft Sverige Finland Kapacitet [MW] Forsmark Forsmark Forsmark Ringhals Ringhals Ringhals Ringhals Oskarshamn Tillgänglighet Produktion [TWh] Kapacitet [MW] Olkiluoto Olkiluoto Olkiluoto Loviisa Loviisa Tillgänglighet Produktion [TWh]

11 Kraftvärme och kondenskraft Totalt sett antas installerad kapacitet kraftvärme minska i Sverige under femårsperioden. En viss nybyggnation av kraftvärme sker i fjärrvärmesystem, men denna vägs upp av nedläggningen av större fossileldade kraftverk. I Danmark sker en minskning i den termiska elproduktionen som beror dels på att fjärrvärmeproducenterna succesivt förväntas byta ut kraftvärmen till ren värmeproduktion till följd av det låga elpriset, dels på att värmeunderlaget minskar då alltfler värmepumpar installeras. Även i Finland antas kapaciteten kraftvärme och kondenskraft minska till följd av vikande värmeunderlag och stängning av äldre fossileldade verk. I tabellen nedan summeras antagandena per land. Kraftvärme och kondenskraft* [MW] Sverige Norge Finland Danmark Estland Lettland Litauen *Exklusive reserver

12 Vind- och solkraft Elproduktion från vind- och solkraft förväntas öka under analysåren. Utbyggnaden av vindkraft i Sverige fram tills 2021 baseras på Svensk Vindenergis basscenario kvartal 2, Större delen av det utökade certifikatsystemet förväntas byggas ut redan till Prognosen för Sverige presenteras i tabellen till höger. Den svenska prognosen för utbyggnaden av solkraft bygger på Energimyndighetens kortsiktsprognos för de år som överlappar och en extrapolering av övriga år 1. För övriga länder bygger KMA2018-prognosen på data från ENTSO-E. Den resulterande produktionen per land redovisas i figuren nedan. Observera att data för Tyskland använder den högra y-axeln Produktion vind- och solkraft [TWh/år] Sverige Danmark Norge Finland Baltikum Tyskland SE4 SE3 SE2 SE1 Sverige Produktion [TWh] Fullasttimmar Kapacitet [MW] Produktion [TWh] Fullasttimmar Kapacitet [MW] Produktion [TWh] Fullasttimmar Kapacitet [MW] Produktion [TWh] Fullasttimmar Kapacitet [MW] Produktion [TWh] Fullasttimmar Kapacitet [MW] Solkraftproduktionen är marginell i jämförelse med vindkraften och når 1 TWh produktion i Sverige 2023

13 Överföringskapacitet Överföringskapaciteten inom och ut från Norden ökar kraftigt under analysperioden. Tabellen till höger redovisar år för år de projekt som antas färdigställas och i figuren nedan visas hur den totala överföringskapaciteten till och från Norden utvecklas under analysperioden. Överföringskapacitet från och till Norden [MW] Antagna förändringar i överföringskapacitet som är inlagda i prognosen. Driftår Snitt Förändring [MW] Total [MW] Information/Namn 2019 SE3 SE4 SE4 SE SydVästlänkens 2:a del NO2 DE NordLink DK1 NL COBRAcable NO2 UK North Sea Link Export Import 2021 DK1 DE DE DK Steg 1 Jylland-Tyskland 2022 SE2 SE Förstärkning Snitt SE2 SE Förstärkning Snitt 2 SE3 SE4 SE4 SE Ekhyddan-Nybro-Hemsjö DK1 DE Steg 2 Jylland-Tyskland DK1 UK Viking Link

14 Elbalans och nettoutbyte Nettoutbyte på årsbasis mellan Sverige och grannländerna, TWh I figurerna visas elbalans och nettoutbyte. Sverige och Norden är nettoexportör av el på årsbasis över hela analysperioden. Överskottet för svensk del är som störst 2019 och för Norden som helhet är överskottet som störst 2020 när Olkiluoto 3 (OL3) är fullt driftsatt. Det södergående flödet i Snitt 1 och Snitt 2 ökar under analysperioden eftersom mer vindkraft byggs i norra Sverige och Finlands elbalans förbättras till följd av OL3. Flödena över Snitt 4 och de svenska utlandsförbindelserna minskar när mer kraft används i SE3 eller tar vägen via de nya norska HVDC-förbindelserna. 500 Årsmedel för elproduktion, -användning och -balans för Sverige och Norden, TWh Sverige Sverige Sverige Sverige Sverige Norden Norden Norden Norden Norden Spill Förbrukning Övr termisk Kärnkraft Vattenkraft Vind & sol Balans

15 Elpris och prisskillnader Figuren till höger visar att årsmedelpriset stiger under analysperioden, bland annat till följd av stigande pris på bränsle och utsläppsrätter samt avvecklingen av kärnkraft i Sverige och på kontinenten. Klamrarna visar att årsmedelpriset varierar stort mellan olika simulerade väderår, utfallsrummet för nordisk del minskar dock något under analysperioden vilket bedöms bero på ökad marknadsintegration mellan Norden och kontinenten Årsmedelpris i Norden och kringliggande länder. Klamrarna visar spannet mellan det simulerade väderåret med högst årsmedelpris och väderåret med lägst årsmedelpris, EUR/MWh Figuren nedan visar prisskillnaderna på Sveriges interna och externa snitt för analysåren. Inom Sverige är det endast Snitt 2 som utgör en intern flaskhals. Där ökar prisskillnaderna fram till mitten av analysperioden för att sedan avta något till följd av de kapacitetshöjningar som planeras i Snitt 2 under 2022 och Över utlandssnitten mellan SE4 och Litauen, Tyskland samt Polen minskar prisskillnaderna i inledningen av perioden. Denna utveckling vänds dock mot slutet av perioden när nedläggningen av den sista tyska kärnkraften drar upp priserna i Tyskland och Polen Prisskillnader årsmedel, EUR/MWh SE1->SE2 SE2->SE3 SE3->SE4 SE1->FI SE2->FI SE3->FI SE3->DK1 SE4->DK2 Interna SE-FI SE-DK NO-SE SE-kontinenten NO4->SE1 NO4->SE2 NO3->SE2 NO1->SE SE4->DE SE4->PL SE4->LT SE SE SE SE NO FI DK DK DE GB LT EE LV PL

16 Kraftsystemet I takt med omställningen till ett förnybart energisystem ändras också förutsättningarna för, och utmaningarna med, att upprätthålla leveranssäkerheten av el. I KMA2018 har utvecklingen av kraftsystemet över analysperioden studerats närmare. Utmaningar och behov gällande överföringskapacitet, effekttillräcklighet, balansering av systemet och systemstabilitet har undersökts. Avsikten är inte att presentera exakta eller heltäckande resultat och ej heller att komma med konkreta lösningar på problemen, utan att ge en övergripande bild om vilken riktning kraftsystemet är på väg och vilka behov som kan uppstå. Inom flera områden pågår ett omfattande utvecklingsarbete med att bland annat att anpassa systemåtgärder och ta fram nya strategier för att möta de kommande utmaningarna.

17 Nätkapacitet Överföringsbehov Vid en liten ökning av överföringskapaciteten mellan två elområden kan elmarknadsnyttan 1 likställas med eventuell prisskillnad mellan områdena multiplicerad med kapacitetsökningen. Nedan visas årlig marginalnyttan med en extra kw i kapacitet uppdelad per snitt i Norden och Baltikum. Staplarna visar den summerade nyttan över hela analysperioden uppdelad per analysår. Den största marginalnyttan finns i att öka överföringen från Norden till övriga Europa trots att det redan sker en kraftig utbyggnad under perioden. I realiteten är elmarknadsnyttan som störst för första kilowatten som ett snitt ökas med och avtar sedan i takt med fortsatt ökning och därmed utjämning av prisskillnaden mellan de två områdena Årlig marginalnytta överföringskapacitet, EUR/kW Den marginalnytta som beräknas vid en marginell kapacitetsökning bör alltså betraktas som en teoretisk övre gräns för vilken elmarknadsnytta som kan erhållas vid större förändringar i överföringskapacitet, som vanligtvis omfattar flera hundra MW. För att få en mer realistisk bild över nyttan att bygga ut eller bibehålla överföringskapaciteten behöver simuleringar utföras med och utan den faktiska potentiella kapacitetsändringen. Elmarknadsnyttan ställs sedan mot kostnaden samt andra aspekter för att avgöra om ett nytt projekt kan motiveras ut ett samhällsekonomiskt perspektiv Elmarknadsnytta=producentnytta + konsumentnytta + kapacitetsavgifter, den ekonomiska nytta som tillfaller elmarknadens aktörer (genom pris- och volymförändringar efter en förändring i elsystemet)

18 Effekttillräcklighet Statisk metod Effekttillräcklighet avser möjligheten att tillgodose effektbehovet vid varje tillfälle. Effektbehovet för ett elområde behöver täckas av inhemsk produktion, förbrukningsflexibilitet och import. Räcker inte detta till måste elanvändning kopplas bort i elområdet. Två metoder har används för att bedöma effekttillräckligheten i scenarierna, en statisk och en dynamisk. Båda metoderna visar på ökad risk för effektbrist. Den statiska metoden är samma som användes i Svenska kraftnäts rapport Kraftbalansen på den svenska elmarknaden, rapport Genom att jämföra förväntat tillgänglig inhemsk produktion med förväntad elanvändning under vintertimmen med högst elförbrukning erhålls en så kallad effektbalans. Denna uppställning görs för både en normalvinter och en tjugoårsvinter (en extra kall vinter som återkommer i genomsnitt en gång per tjugo år) och redovisas för Sverige totalt i figuren upptill till höger samt uppdelat på norra (SE1 och SE2) samt södra Sverige (SE3 och SE4) i figuren nedtill till höger. Norra Sverige har överskott vilket knappt förändras under analysperioden. Södra Sverige har idag ett tydligt underskott, och detta underskott ökar under analysperioden. Underskottet i södra Sverige ökar framförallt på grund av nedläggningen av Ringhals 2 under 2019 och Ringhals 1 under Tillkommande produktion förväntas i huvudsak bestå av vindkraft, som har låg tillgänglighet under de kallaste vintertimmarna, när årets topplast inträffar. MW MW Effektbalans, MW Normalvinter Tjugoårsvinter Effektbalans norra/södra Sverige, MW Normalvinter SE1+SE2 Tjugoårsvinter SE1+SE2 Normalvinter SE3+SE4 Tjugoårsvinter SE3+SE

19 Effekttillräcklighet Dynamisk metod Genom att simulera många år och för varje timme jämföra tillgänglig produktionskapacitet och importmöjlighet med förbrukningen kan risken för effektbrist utvärderas. I den dynamiska metoden har de 31 olika väderåren simulerats åtta gånger med slumpmässiga avbrott i produktionsanläggningar och överföringsförbindelser för respektive kraftslag och förbindelse. När produktion och import inte räcker till uppstår effektbrist vilket mäts i loss of load expectation, LOLE och expected energy not served, EENS. LOLE mäts i antal timmar per år då elanvändningen inte kan tillfredsställas. I regel leder detta till lastfrånkoppling. EENS mäts i antal MWh som inte kan tillfredsställas per år. Simuleringsresultatet från den dynamiska metoden redovisas i figuren till höger. LOLE Simulerad effektbrist, LOLE (h) och EENS (MWh) EENS Indikatorerna visar på måttfull risk för effektbrist, om än ökande under analysperioden. Precis som i den statiska metoden så är 2022 mest ansträngt och risken för effektbrist minskar till 2023 på grund av kapacitetsökningen i snitt Genomsnittet för alla simulerade år används för att indikera risk för effektbrist, men detta ger bara en förenklad bild av problemet: vissa år kommer inget problem att uppstå alls, medan problemen blir långt större än genomsnittet för andra år. Sådana år kan bero på mycket kalla vintrar eller ovanligt mycket problem med överföringar eller produktion. Därför redovisas även 95:e percentilen i tabellen tillhörande figuren, vilket innebär att 95 procent av alla simulerade år har mindre problem än denna siffra. I någon mån kan det därför jämföras med tjugoårsvinter i den statiska metoden LOLE (h) LOLE EENS (MWh)

20 Balansering av systemet - Prisvolatilitet Med en ökad andel icke planerbar elproduktion behöver den nordiska balanseringsmodellen utvecklas för att hantera volatiliteten i systemet. Svenska kraftnät arbetar tillsammans med övriga nordiska systemoperatörer med implementationen av ett nytt balanseringskoncept för att kunna hantera förändringarna. I KMA2018 har prognosen studerats närmare ur ett balanseringsperspektiv och visar en del av utmaningarna i framtidens kraftsystem Prisvolatilitet Hur mycket priset förändras under olika perioder ger en indikation på hur utmanande det kan komma att vara att balansera systemet. Stor prisvolatilitet ger ett incitament för konsumenter och producenter att vara flexibla på elmarknaden. I diagrammet visas prisvolatilitet över olika tidsintervall för SE3. Prisvolatiliteten uttrycks som skillnaden mellan högsta och lägsta timpris under ett medeldygn, en medelvecka samt skillnaden mellan högsta och lägsta veckopris under ett år. Historiskt utfall för år 2016 och 2017 har tagits med som referens. Prisvolatiliteten ökar för samtliga tidsintervall över hela analysperioden och värdet av att vara flexibel ökar även med uthålligheten. Den kraftigaste ökningen av prisvolatiliteten sker dock över veckan. En av flera orsaker som driver på ökningen av prisvolatiliteten är den kraftiga utbyggnaden av vindkraft som gör att växlingarna mellan produktionsöverskott och -underskott i systemet sker snabbare och oftare med ökad prisvariation som följd. EUR/MWh Dygn Vecka År

21 Balansering av systemet Förändring residuallast Ett sätt att beskriva kraftsystemets balanseringsbehov är att studera variationen hos residuallasten, här definierad som differensen mellan elanvändning och elproduktion från vind- och solkraft. Det ger en bild av vilka variationer som övrig planerbar produktion och import/export måste täcka för att bibehålla elsystemets balans. 140% Variansen i den nordiska Residuallasten, Elanvändningen och Vind & Sol 160% 120% Variationerna i residuallasten sker över flera tidsskalor, från kort (sekundnivå) till lång (år), vilket ställer olika krav på egenskaper hos resurserna som ska hantera variationerna. I denna analys har residuallastens varians studerats för tre olika tidshorisonter: dygnsskalan (varians mellan dygnets timmar), flerdygnsskalan (varians mellan dygnsmedelvärden över släpande perioder på 28 dygn) och säsongsskalan (variansen mellan veckomedelvärden under året). Staplarna i figuren visar förändringen i residuallastens varians (jämfört med 2019). För att klargöra elanvändningens och vind- och solkraftens påverkan på variationerna så redovisas även variansen för dessa faktorer i samma figur (även de som andel av variansen av residuallasten 2019). 120% 100% 80% 60% 140% 120% 100% 80% 60% 100% 80% 60% 40% Variansen ökar framförallt på flerdygnsskalan men är relativt oförändrad på års- respektive dygnsskalan. Ökningen av balanseringsbehovet på flerdygnsskalan är kraftig då variansen ökar med 40 % mellan 2019 och Vindkraften har en tydlig påverkan på variationsökningen över flerdygnsskalan och bidrar även till viss ökning över dygnsskalan men hjälper till att balansera variationerna i förbrukningen på säsongsskalan. Sammanfattningsvis kommer betydligt mer flexibilitet behövas för att balansera systemet inom månaden medan behovet över året och dygnet är relativt oförändrat över analysperioden. 40% 20% 0% Säsongskala 200% 0% 40% 20% 20% 0% 0% Flerdygnsskala Vind & Sol Elanvändning Dygnsskala 2023

22 Balansering av systemet Relativt balanseringbidrag/behov Genom att studera hur handelsflöden, produktion och elanvändning samvarierar med residuallasten kan en bild fås över vad som bidrar till att balansera denna. Det relativa balanseringsbidraget är ett relativt mått som anger hur stor andel ett kraftslag bidrar med till balanseringen av residuallasten (i figuren kallad balanseringsbehovet). Om det relativa balanseringsbidraget är positivt så bidrar den undersökta parametern till att balansera systemet och utgör ett balanseringsbidrag. Om det relativa balanseringsbidraget är negativt utgör den undersökta parametern istället ett balanseringbehov. I figuren är balanseringsbiraget/-behovet presenterat över tre olika tidshorisonter, dygns-, flerdygns- respektive säsongsskalan. Vattenkraftens betydelse som balanseringsresurs i det nordiska systemet är tydlig då den utgör en stor del av det relativa balanseringsbidraget på alla tidshorisonter över hela analysperioden. Dock får vattenkraften särskild betydelse för hantering av variationer på flerdygnsskalan eftersom variansen i residuallasten där ökar med 40 % till Den växande möjligheten till handel med Kontinenten har en positiv påverkan på variationerna på säsongsskalan där HVDC-kablarna ökar sitt relativa balanseringsbidrag under analysperioden. Handeln över HVDC-kablarna bidrar dock kraftigt till att öka balanseringsbehovet under dygnet vilket antingen kan tolkas som att Norden importerar variationer från kontinenten eller säljer flexibilitet. Balanseringsbidrag Balanseringsbehov 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% Det nordiska balanseringsbehovet och balanseringsbidraget 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% Flerdygnsskalan Säsongsskalan 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% Dygnsskalan Vattenkraft Kärnkraft Termiskkraft HVDC Balanseringsbehovet

23 Systemstabiliteten Rotationsenergi ( svängmassa ) Kraftsystemstabilitet (eller kort systemstabilitet) är ett sätt att beskriva kraftsystemets förmåga att vid normaldrift upprätthålla stabila elektriska storheter samt dess förmåga att kunna återgå till ett nytt jämviktsläge efter att ha utsatts för en störning. I KMA2018 har prognosen studerats närmare ur ett systemstabilitetsperspektiv och visar en del av utmaningarna i framtidens kraftsystem. Rotationsenergin för varje simulerad timme Rotationsenergi (inom energibranschen ofta lite slarvigt kallat svängmassa) är ett mått på trögheten i ett elkraftsystem. Mängden rotationsenergi påverkar den frekvensförändring som uppstår vid vissa plötsliga händelser, till exempel bortfall av produktions- eller förbrukningsaggregat eller fel på överföringsförbindelser till andra synkronområden. I figuren går att utläsa att rotationsenergin förväntas minska successivt under hela analysperioden. Svenska kraftnät har idag ingen effektiv möjlighet att påverka nivån av rotationsenergi i systemet men för att garantera att systemet drivs N-1-säkert går det, vid behov, att begränsa det största felfallet vid situationer med låg rotationsenergi. Avtalet för nedreglering omfattar Oskarshamn 3 och Forsmark 3 som ofta utgör de största felfallet i det nordiska systemet. Svenska kraftnäts huvudspår för att säkra frekvensstabilitet vid minskande mängder av rotationsenergi i kraftsystemet är att kontinuerligt se över kraven på de systemtjänster som stabiliserar systemet samt levererar dess prestanda. Exempel på nya krav är införandet av en ny produktkategori kallad FFR (Fast Frequency Reserve) för att hantera frekvensstabiliteten vid större händelser. FFR skulle kunna levereras av till exempel av vindkraftverk, batterier, likströmsförbindelser eller genom att momentant reducera elanvändningen.

24 Systemstabilitet Strukturella obalanser Obalanser inom och mellan handelsperioderna uppkommer dagligen i alla kraftsystem och de hanteras med hjälp av flexibla reserver. Obalanserna kan orsakas av stora störningar men de kan också uppkomma under normal drift på grund av osäkerheten i prognoser eller på grund av normala produktions- och konsumtionsmönster inom och mellan handelsperioderna. Obalanser orsakade av de normala produktions- och konsumtionsmönstren inom och mellan handelsperioderna refereras här till som strukturella obalanser. För att utreda den framtida utvecklingen av de strukturella obalanserna i det nordiska kraftsystemet har det timupplösta simuleringsresultatet från elmarknadsmodellerna omvandlats till mer finupplöst data med hjälp av olika kurvanpassningsmetoder. Metoden fångar de strukturella obalanserna som påverkar elområdens obalanser och omräknas till frekvensdata utifrån det nordiska kravet på reglerstyrka. Frekvensen som beräknats ska dock inte ses som en frekvensprognos, dels för att beräkningarna inte inkluderar prognosfel och dels för att resterande balanseringsprocess (till exempel åtgärder från en driftoperatör eller automatiska reserver) inte är modellerad. Den övre tabellen visar en detaljerad bild av förändringen av de strukturella obalanserna uppdelat per elområde. I tabellen framgår det att det framförallt är de strukturella obalanserna i NO2 som ökar 2020 och 2021, till följd av de nya HVDC-förbindelserna som ansluts. I den nedre tabellen presenteras de strukturella obalanserna för hela synkronområdet omräknade till frekvensavvikelser. Resultatet betyder inte per automatik att frekvenskvaliteten kommer försämras utan det indikerar att systemet kommer bli mer svårbalanserat inom timmen och kostnaden för att balansera systemet kommer att öka givet samma balanseringsförutsättningar som idag. De strukturella obalanserna per prisområde i MW och för resterande år i förhållande till Andel av tiden (procent) som strukturella obalanser leder till att den beräknade frekvensen befinner sig utanför det normala frekvensintervallet 49,9 50,1 Hz. Observera att beräkningarna inte tar hänsyn till balanseringsarbetet som utförs av BTI och därför inte kan ses som en frekvensprognos. Frekvensavvikelse [%] <49,9 3,7 5,3 6,2 6,0 5,9 >50,1 3,9 5,2 6,4 6,1 6,1 Totalt 7,6 10,5 12,6 12,1 12,1

25 De viktigaste slutsatserna

26 De viktigaste slutsatserna - Prognosutfallet Framförallt visar prognosutfallet att avvecklingen av kärnkraft i södra Sverige i kombination med idrifttagningen av Olkiluoto 3 i Finland och den kraftiga utbyggnaden av vindkraft i norra Sverige, leder till en stor ökning av sydgående kraftflöden i Snitt 1 och Snitt 2. Ökningen är som störst mellan 2019 och 2020 men fortsätter därefter i takt med att vindkraften byggs ut. Avvecklingen av R1 och R2 bidrar till en sämre energibalans i SE3 som gör att överföringen vidare söderut över Snitt 4, NordBalt, Baltic Cable och SwePol Link minskar. NordLink och North Sea Link som driftsätts 2020 och 2021 minskar flödet ytterligare över de svenska utlandsförbindelserna när en större andel av det nordiska överskottet tar vägen via Hasle mellan SE3 och NO1 och vidare till Tyskland och Storbritannien. Den förbättrade energibalansen i Finland, till följd av idrifttagningen Olkiluoto 3, minskar svensk export till Finland, framförallt via Fenno-Skan mellan SE3 och södra Finland. Priserna i både Norden och på Kontinenten ökar i takt med att bränslepriser och priset på utsläppsrätter stiger. Det kontinentala priset närmar sig det nordiska i inledningen av analysperioden men när den sista kärnkraften läggs ner i Tyskland 2022 och 2023 ökar prisskillnaderna igen och drar även med sig det danska och polska priset.

27 De viktigaste slutsatserna - Nätkapacitet Studien av marginalnyttan av ökad överföringskapacitet i de nordiska interna och externa snitten ger en bild av att pågående projekt och studier möter det kortsiktiga behovet av överföringskapacitet väl. Resultaten visar att de planerande förbindelserna NordLink och North Sea Link bidrar med kapacitet där de ger som mest nytta. Resultaten visar även på behovet av ökad kapacitet mellan SE4 och Tyskland och ger därmed en indikation på behovet av den planerande tysk-svenska förbindelsen Hansa PowerBridge. Ett snitt som inte undersöks men som beräknas ge stor marginalnytta är kopplingen mellan SE4 och Polen där resultaten påvisar en stor nytta med att öka överföringskapaciteten i riktning mot Polen. Ett första steg för att hantera detta borde vara att höja tillgängligheten på den befintliga SwePol Link som i nuläget begränsas kraftigt av interna nätbegränsningar i Polen. Baltic Cable mellan SE4 och Tyskland dras med likande problem som på den svenska sidan beror av nätbegränsningar i Västkustsnittet. Problematiken med överlast av Västkustsnittet avtar dock under analysperioden när R1 och R2 avvecklas och försvinner helt i marknadsmodellsimuleringarna när den nya ledningen mellan stationerna Skogssäter och Stenkullen driftsätts, vilket är inlagt i prognosen från år 2022.

28 De viktigaste slutsatserna - Effekttillräcklighet De två metoder som använts för att undersöka utvecklingen av effekttillräckligheten visar båda på samma trend. Effektmarginalen minskar och risken för effektbrist ökar i södra Sverige fram till 2022 när bland annat kapacitetsökningen i Snitt 2 vänder trenden. Resultaten visar på att, även om vindkraft ersätter kärnkraften rent energimässigt, så leder utvecklingen till minskad effektmarginal då tillgängligheten på vindkraft kan vara låg när efterfrågan är stor. De båda metoderna ger dock skilda bilder av utmaningens storlek. Effektbalansen minskar kraftigt i den statiska metoden och ger som värst ett produktionsunderskott under en tjugoårsvinter på MW i södra Sverige år För samma år visar den dynamiska metoden, som tar hänsyn till importmöjligheten, att expected energy not served (EENS) uppgår till 150 MWh och loss of load expectation (LOLE) är cirka 13 minuter för ett genomsnittligt år. Eftersom Sverige inte har ett mål för icke-levererad energi eller risken för effektbrist så är det svårt att sätta dessa tal i ett sammanhang. Slutsatsen är att marginalerna i södra Sverige minskar vilket leder till ett större importberoende och till något ökad risk för effektbrist.

29 De viktigaste slutsatserna - Systemstabilitet och balansering Rotationsenergin och i förlängningen störningskänsligheten i det nordiska systemet påverkas negativt av flera aspekter till exempel nedläggningen av R1 och R2, utbyggnaden av icke-synkron produktion i form av vindkraft samt ökande importmöjligheter via HVDC-kablar. Sammantaget leder dessa förändringar till att nivån av rotationsenergi i systemet försämras kontinuerligt över analysperioden och driftsituationer med låg rotationsenergi förekommer mer frekvent. Utbyggnaden av vind- och solkraft bidrar till ett mer volatilt kraftsystem. Analysen av balanseringsbehovet visar att det framförallt är svängningarna över flerdygnsskalan som ökar på grund av den kraftiga utbyggnaden av vindkraft. Över året har vindkraft istället ett positivt balanseringsbidrag och följaktligen är det huvudsakligen elanvändningen som bidrar till balanseringsbehovet på denna skala. Den ökade marknadsintegrationen över analysperioden leder dock till att exporten av dygnsflexibilitet till Kontinenten växer vilket kraftigt höjer behovet av balansering inom dygnet. Det är framförallt vattenkraften som ökar sitt balanseringsbidrag för att möta det ökade behovet av balansering inom dygnet och månaden. Vattenkraftens betydelse som balanseringsresurs i det nordiska systemet är tydlig då den utgör en stor del av det relativa balanseringsbidraget på alla tidshorisonter över hela analysperioden. Utvecklingen av kraftsystemet över analysperioden bidrar till en ökning av de strukturella obalanserna, dvs. en ökning av de obalanser som uppstår inom drifttimmen utan hänsyn till prognosfel, störningar eller regleringar. Huvudorsaken till försämringen är de nya HVDC-kablarna från Norge, NordLink och North Sea Link, vars rampning kraftigt ökar de strukturella obalanserna i NO2 och flödet av strukturella obalanser på alla snitt som gränsar mot NO2. För svensk del berörs framförallt snittet mellan SE3 och NO1 men flödet av strukturella obalanser ökar på i princip samtliga snitt i det nordiska synkronområdet. Omräkningen av de strukturella obalanserna till frekvensavvikelser visar att utmaningen kommer vara som störst år 2021 för att sedan avta något.